Reciprocating compressor lubrication

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THESIS 
RECIPROCATING COMPRESSOR LUBRICATION 
–
LUBRICANT DILUTION WITH NATURAL 
GAS SPECIES AND THE IMPACT ON LUBRICATION RATES AT VARIOUS OPERATING 
CONDITIONS 
Submitted By 
Jesse Jamison Schulthess 
Department of Mechanical Engineering 
In partial fulfillment of the requirements 
For the Degree of Master of Science 
Colorado State University 
Fort Collins, Colorado 
Spring 2021 
Master’s Committee:
Advisor: Bret Windom 
Dan Olsen 
Ted Watson

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Copyright by Jesse Jamison Schulthess 2021 
All Rights Reserved

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ii 
ABSTRACT 
RECIPROCATING COMPRESSOR LUBRICATION 
–
LUBRICANT DILUTION WITH NATURAL 
GAS SPECIES AND THE IMPACT ON LUBRICATION RATES AT VARIOUS OPERATING 
CONDITIONS 
Reciprocating compressors are ubiquitous in the natural gas industry as they provide much of 
the pressure necessary to move natural gas from the wellhead to the customer. Many of these 
compressors use lubricants to reduce friction and wear at the piston-cylinder interface. These 
lubricants have a difficult job for many reasons, but one phenomenon is often overlooked: gas 
solubility. Natural gas is soluble in the lubricant at high pressures and mixes with, or dilutes, the 
lubricant. 
Recent research has demonstrated that this dilution may reduce a lubricant’s viscosity 
so far that the lubricant cannot adequately protect the compressor. However, questions remain. 
First, how quickly do a gas and lubricant mix? Second, are results from previous studies 
applicable to the field? Third, how much lubricant is required for proper compressor lubrication?
To address the first question, an experiment was devised to measure the dilution of a lubricant 
while it mixed with natural gas. Th
is “
dilution rate
”
was measured for multiple lubricants 
subjected to a range of temperatures and pressures. These experiments indicated that 
lubricants quickly obtain equilibrium with the gas stream which implies that the equilibrium 
viscosity of the gas-lubricant mixture 
is an accurate estimate of the lubricant’s viscosity inside 
an operating compressor.
To answer the second question, samples of used lubricant were collected from the field at 
various operating conditions. These samples were subsequently depressurized in an enclosed 
chamber allowing for an analysis of the gas dissolved in the lubricant. Results showed that the 

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iii 
lubricant absorbed higher proportions of heavier hydrocarbons (C2+) than methane even when 
the natural gas stream was mostly methane. 
To answer the third question, a model of the piston-cylinder interface was created to estimate 
the lubricant film thickness in a reciprocating compressor. Many prior researchers have 
measured or estimated the lubricant film thickness for internal combustion engines but the 
piston ring geometry in a reciprocating compressor is drastically different. Suggestions for 
lubricants and lubrication rates are made using this model and compared with current industry 
experience.

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iv 
ACKNOWLEDGEMENTS 
As with any work, the support of many people allowed the author to complete this work. First, 
the author would like to acknowledge and thank his advisor, Dr. Bret Windom for his patience 
and trust over the past two years. The author would also like to acknowledge the support of 
Brye Windell for his assistance in the data collection process. Conversations with Clint Lingel 
(Ariel) proved invaluable to the modeling work presented here. Similarly, the author thanks Chris 
Seeton (Shrieve Chemical) for sharing his experience and data from previous studies which 
made a large part of this work possible. 
The author would also like to thank the many industry partners that provided information, 
samples, and site visits for the projects described in this work. They include Cambridge 
Viscosity, Ariel Corporation, Dresser-Rand (Siemens), Sloan Lubrication Systems, Exxon Mobil 
Corporation, Shrieve Chemical, DCP Midstream, and Williams.
I would especially like to thank my fiancé, Kathleen, for her unwavering patience and support 
throughout this process. I would like to thank my friend Isaac Armstrong for showing me the 
world of research and for the healthy conversations along the way. I would also like to thank my 
friends Sam and Laura Seitz and my family for their support during this time. 
This research was supported by the Gas Machinery Research Council. 

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v 
TABLE OF CONTENTS 
ABSTRACT ................................................................................................................................. ii
 
ACKNOWLEDGEMENTS .......................................................................................................... iv
 
LIST OF TABLES ..................................................................................................................... viii
 
LIST OF FIGURES .................................................................................................................... ix
 
Chapter 1 
–
 Natural Gas and Gas Compressors ........................................................................ 1
 
1.1 
–
 Natural Gas Processing and Transmission .................................................................... 3
 
1.2 
–
 Reciprocating Gas Compressor Essentials .................................................................... 6
 
1.3
–
 Reciprocating Compressor Lubricants and Lube Rates ................................................ 8
 
1.3.1 - Lubricants ...............................................................................................................10
 
1.3.2 - Lube Rate ...............................................................................................................10
 
1.4
–
 Natural Gas Compressor Lubrication and Maintenance Costs .....................................11
 
Chapter 2 
–
 Previous work on Lubricant Dilution and Lubrication Theory ..................................13
 
2.1 - Current Lubricant and Lubrication Rate Suggestions .....................................................13
 
2.1.1 - Compressor Handbook ...........................................................................................13
 
2.1.2 - Ariel Corporation .....................................................................................................16
 
2.1.3 - Dresser-Rand (A Siemens Business) ......................................................................20
 
2.1.4 - Sloan Lubrication Systems ......................................................................................23
 
2.1.5 - Comparison of the Four Sources ............................................................................24
 
2.1.6 - Overview of the Physical Phenomena Considered ..................................................25
 
2.2 - Fluid Viscosity ...............................................................................................................26
 
2.3 - Lubrication Theory Applied to Reciprocating Compressors............................................30
 
2.3.1 - Converging Section .................................................................................................33
 
2.3.2 - Diverging Section ....................................................................................................38
 
2.3.3 - Parallel Section .......................................................................................................39
 
2.4 - Lubricant Viscosity and Gas Dilution Estimation ............................................................42
 

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vi 
2.4.1 - Gas Solubility in Lubricants .....................................................................................44
 
2.4.2 - Viscosity Prediction of Gas-Lubricant Mixtures........................................................48
 
2.5 - Dilution rate and Gas Mixtures ......................................................................................50
 
Chapter 3 
–
 Lubricant Absorption of Natural Gas 
–
 Results from the Laboratory .......................52
 
3.1 - Examining Prior Work ....................................................................................................52
 
3.2 - Experimental Setup .......................................................................................................53
 
3.3 - Experimental Data Analysis ...........................................................................................57
 
3.3.1 - Pressure .................................................................................................................57
 
3.3.2 - Temperature ...........................................................................................................62
 
3.4 - Dilution Rates and Implications for Compressors ..........................................................64
 
3.5 - Viscosity - Comparison with Previous Work ...................................................................69
 
Chapter 4 
–
 Lubricant Absorption of Natural Gas 
–
 Results from the Field ................................73
 
4.1 - Purpose of Field Study ..................................................................................................73
 
4.2 - Locations and Lessons Learned ....................................................................................74
 
4.3 - Sample Analysis ............................................................................................................77
 
4.4 
–
 Lubricant Degassing Results ........................................................................................79
 
4.4.1 - Coalescing Filter .....................................................................................................79
 
4.4.2 - Discharge Manifold .................................................................................................81
 
4.4.3 - Effects of Sample Heating .......................................................................................83
 
4.5 - Solubility - Comparison with Previous Work ..................................................................84
 
Chapter 5 
–
 Modeling Compressor Lubrication .........................................................................89
 
5.1 
–
 Model Purpose and Description ....................................................................................89
 
5.2 
–
 Model Equations and Process ......................................................................................92
 
5.3 
–
 Results of Modeling work ..............................................................................................96
 
5.3.1 
–
 Lubricant Viscosity .................................................................................................97
 
5.3.2 
–
 Lubricant Volume ................................................................................................. 101
 

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vii 
Chapter 6 
–
 Suggestions for Lubricants and Lubrication Rates for Reciprocating Compressors
 ............................................................................................................................................... 107
 
6.1 
–
 Compressor Lubricant Viscosity 
–
 Comparisons and Suggestions .............................. 107
 
6.2 
–
 Compressor Lubrication Rates 
–
 Comparisons and Suggestions................................ 109
 
6.3 
–
 Suggestions for Future Work ...................................................................................... 111
 
6.3.1 
–
 Lubricant Foaming and Atomization into Gas Stream ........................................... 111
 
6.3.2 
–
 Lubricant Washing with Liquid in Gas Stream ...................................................... 112
 
6.3.3 
–
 Modeling Lubricant Fluid Dynamics ...................................................................... 112
 
Bibliography ............................................................................................................................ 113
 

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viii 
LIST OF TABLES 
Table 1: Some typical natural gas compositions. Adapted from (Eser, n.d.) ............................... 3
 
Table 2: Typical Pipeline Gas Specifications. Adapted from (Mokhatab, Poe, & Mak, 2015) ...... 4
 
Table 3: Expenses of equipment failures. Adapted from: (Yance, Justin; Hagan, Joe; Ariel 
Corporation, n.d.) ......................................................................................................................12
 
Table 4: Suggested lubricant specifications for various operating conditions. (Yance, Justin; 
Hagan, Joe; Ariel Corporation, n.d.) ..........................................................................................17
 
Table 5: Siemens compressor cylinder lubricant selection table. Source: (Dresser-Rand (A 
Siemens Business), 2015) ........................................................................................................21
 
Table 6: Table of relevant studies on the solubility of gases in lubricants from the oil and gas 
industry .....................................................................................................................................46
 
Table 7:Table of relevant studies on the solubility of gases in lubricants from the refrigeration 
industry .....................................................................................................................................47
 
Table 8: Coefficients determined for the Barus equation at 50°C, 100°C, and 150°C ................61
 
Table 9: Natural gas molar composition determined through GC-FID and GC-TCD analysis ....64
 
Table 10: Amount of cycle that is properly lubricated vs. the lubricant's viscosity ......................98
 
Table 11: Increase in total volume of lubricant required to lubricate one cycle vs. the lubricant's 
viscosity .................................................................................................................................. 100
 
Table 12: Increase in average power loss during one cycle vs. the lubricant's viscosity .......... 101
 

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ix 
LIST OF FIGURES 
Figure 1: U.S. natural gas production (1936-2019). Source: (U.S. Energy Information 
Administration, 2021) ................................................................................................................. 2
 
Figure 2: 2018 U.S. natural gas consumption by end use. Source: (U.S. Energy Information 
Administration, 2021) ................................................................................................................. 2
 
Figure 3: Inter/Intrastate pipelines in the lower 48. Source: (U.S. Energy Information 
Administration, 2009) ................................................................................................................. 5
 
Figure 4: U.S. pipeline network compressors. Source: (U.S. Energy Information Administration, 
2008) ......................................................................................................................................... 5
 
Figure 5: A typical reciprocating compressor. Source: (Ariel Corporation) .................................. 7
 
Figure 6: Reciprocating Compressor Cross-Section. Adapted from (Stewart, 2019), original 
Dresser-Rand image .................................................................................................................. 7
 
Figure 7: Detail of the piston-ring cylinder interface. Adapted from: (Ariel Corporation, n.d.) ...... 9
 
Figure 8: A piston with six (smaller) piston rings and two (wider) rider bands. Source: 
(Burckhardt Compression, 2021)................................................................................................ 9
 
Figure 9: "Oil Feed Rate" as presented by Hanlon (2001) .........................................................14
 
Figure 10: A comparison of packing and piston ring lifetime versus lube rate from (Hanlon, 
2001) ........................................................................................................................................16
 
Figure 11: Cigarette Paper Test Result - An indication of an overlubricated cylinder as 
presented in: .............................................................................................................................19
 
Figure 12: Cigarette Paper Test Result - 
An indication of an “adequately lubricated cylinder"
 ...19
 
Figure 13: Suggested lube rates for compressor break-in with water-saturated gas: (Dresser-
Rand (A Siemens Business), 2015) ..........................................................................................22
 
Figure 14: Dresser-Rand (Siemens) compressor speed correction factor: (Dresser-Rand (A 
Siemens Business), 2015) ........................................................................................................22
 
Figure 15: Dresser-Rand (Siemens) gas density correction factor: (Dresser-Rand (A Siemens 
Business), 2015) .......................................................................................................................23
 
Figure 16: A differential fluid element between two plates .........................................................27
 
Figure 17: The sheared fluid element after some differential time step (dt) ...............................27
 
Figure 18: A comparison of fluids with different rheological properties ......................................28
 
Figure 19: An engine piston ring geometry investigated by (Overgaard, 2018)..........................30
 
Figure 20: Cross-section of a used PTFE piston ring at 42.9X magnification. Courtesy: C. Lingel 
- Ariel Corporation .....................................................................................................................30
 

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x 
Figure 21: Cross-section of a used PTFE piston ring at 300X magnification (Note: 0.0021in = 
53.3µm). ...................................................................................................................................31
 
Figure 22: Cross-sectional view of a PTFE piston ring in a reciprocating compressor ...............32
 
Figure 23: Piston ring geometry for use in derivations ...............................................................33
 
Figure 24: Comparison of the canonical slipper pad problem and the current situation. ............34
 
Figure 25: experimental setup to dilute a lubricant with gas. Gas flows from left to right as shown 
by the blue arrows, oil circulates clockwise with the red arrows shown. Components: 1. 3-way 
valve, 2. Pressure relief valve, 3. Inlet throttling valve, 4. System pressure probe, 5. Gas-liquid 
interaction chamber, 6. Liquid gear pump, 7. Liquid sampling/drain valve, 8. Oscillating piston 
viscometer, 9. Outlet throttling valve, 10. Gas flow meter ..........................................................53
 
Figure 26: a diagram of the gas-lubricant interaction zone in the experiment ............................54
 
Figure 27: Diagram of the oscillating piston viscometer used in this study. Adapted from 
(Cambridge Viscosity, 2012) .....................................................................................................55
 
Figure 28: Chart of Ostwald Coefficients at varying temperatures. Adapted from ASTM D2779-
92(2020). Red box shows temperature range investigated .......................................................58
 
Figure 29: Estimated and measured viscosity-pressure dependence at 50°C for Mobil Pegasus 
805 Ultra ...................................................................................................................................60
 
Figure 30: Estimated and measured viscosity-pressure dependence at 100°C for Mobil Pegasus 
805 Ultra ...................................................................................................................................60
 
Figure 31: Estimated and measured viscosity-pressure dependence at 150°C for Mobil Pegasus 
805 Ultra ...................................................................................................................................61
 
Figure 32: A typical data set showing the decrease in a lubricant's viscosity as a gas (natural 
gas) is absorbed .......................................................................................................................62
 
Figure 33: An example of the removal of the pressure effects on the lubricant's viscosity .........63
 
Figure 34: A typical data point scaled after the removal of the pressure effects. .......................63
 
Figure 35: Repeatability of Mobil Pegasus 805 Ultra dilution with natural gas at 100°C ............65
 
Figure 36: Mobil Pegasus 805 Ultra dilution with natural gas at various temperatures and 
pressures ..................................................................................................................................66
 
Figure 37: Scaled dilution data for various temperatures and pressures ...................................66
 
Figure 38: Comparison of the volume and gas-liquid interaction area in the experimental 
apparatus and a compressor .....................................................................................................67
 
Figure 39: Comparison of measured and calculated viscosities for a natural gas- Pegasus 805 
Ultra mixture at 100°C ...............................................................................................................70
 

---

xi 
Figure 40: Comparison of measured and calculated viscosities for a natural gas- Pegasus 805 
Ultra mixture at 125°C ...............................................................................................................70
 
Figure 41: Comparison of measured and calculated viscosities for a natural gas- Pegasus 805 
Ultra mixture at 150°C ...............................................................................................................71
 
Figure 42: Sample bottles on a discharge bottle (left) and the discharge manifold (right) ..........74
 
Figure 43: Inlet Gas Sampling Point (upstream of compressor scrubber) ..................................74
 
Figure 44: Discharge bottle sampling point ...............................................................................75
 
Figure 45: Traces of used lubricant on discharge bottle drain plugs ..........................................76
 
Figure 46: Compressor discharge manifold low point drain (under insulation) ...........................76
 
Figure 47: Coalescing filter (left) and coalescing filter drain sampling point (right) .....................77
 
Figure 48: Sample degassing apparatus ...................................................................................78
 
Figure 49: Gas composition at compressor inlet on each visit. Note: Scale is logarithmic to show 
traces of heavier hydrocarbons in gas stream. ..........................................................................79
 
Figure 50: Composition of gas absorbed in the lubricant at the coalescing filter on each visit. 
Note: Scale is logarithmic to show traces of heavier hydrocarbons in gas stream. Small error 
bars on 6/5 and 6/9 come from only having one data point. ......................................................80
 
Figure 51: Gas composition entrained in lubricant collected at the coalescing filter. Values 
expressed as a percentage of the gas stream at the compressor inlet. .....................................81
 
Figure 52: Gas composition at compressor inlet on each visit. Note: Scale is logarithmic to show 
traces of heavier hydrocarbons in gas stream. ..........................................................................82
 
Figure 53: Composition of gas absorbed in the lubricant at the discharge manifold on two visits. 
Note: Scale is logarithmic to show traces of heavier hydrocarbons in gas stream. Small error 
bars on 6/5 data come from only having one data point. ...........................................................82
 
Figure 54: Gas composition entrained in the lubricant as a percentage of the gas stream at the 
compressor inlet. .......................................................................................................................83
 
Figure 55: Gas composition entrained in lubricant collected at the coalescing filter for samples at 
room temperature prior to degassing (left) and samples preheated to 100°C (212°F) prior to 
degassing (right). Note: Scale is logarithmic to show traces of heavier hydrocarbons in gas 
stream. ......................................................................................................................................84
 
Figure 56: Comparison of gas entrained in diluted lubricant vs. expected composition at 26.6 
bara (386 psia) and 77°C (170°F). Note: Scale is logarithmic to show traces of heavier 
hydrocarbons. ...........................................................................................................................85
 

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xii 
Figure 57: Comparison of gas entrained in diluted lubricant vs. expected composition at 64.9 
bara (942 psia) and 100°C (212°F). Note: Scale is logarithmic to show traces of heavier 
hydrocarbons. ...........................................................................................................................85
 
Figure 58: Comparison of the measured (left) and calculated (right) composition of gas 
absorbed in the lubricant at the discharge manifold. Note: Scale is logarithmic to show traces of 
heavier hydrocarbons. ...............................................................................................................86
 
Figure 59: Used, depressurized lubricant collected after degassing ..........................................87
 
Figure 60: Density of a used, degassed lubricant compared to the neat lubricant .....................87
 
Figure 61: Diagram of the compressor piston-cylinder system modeled. Note: components in 
diagram are not to scale ............................................................................................................90
 
Figure 62: Pressure fluctuations in the model compressor ........................................................91
 
Figure 63: Flow chart describing model inputs usage ................................................................94
 
Figure 64: Forces acting on the compressor piston ring ............................................................95
 
Figure 65: Film thickness iterative solution procedure ...............................................................95
 
Figure 66: Procedure to calculate the lubricant flow rate and friction force ................................96
 
Figure 67: Film thicknesses for varying viscosities ....................................................................98
 
Figure 68: Lubricant flowrates for varying lubricant viscosities ..................................................99
 
Figure 69: Frictional power loss for varying lubricant viscosities .............................................. 100
 
Figure 70: Comparison of fully flooded (left) and starved (right) lubrication conditions ............ 102
 
Figure 71: Effect of lubricant starvation. Compressor lubrication using the same volume of 
lubricant. ................................................................................................................................. 103
 
Figure 72: Effect of lubricant starvation. Providing similar compressor protection with a lower 
volume of lubricant. ................................................................................................................. 104
 
Figure 73: Percent of cycle adequately lubricated depending on starvation condition ............. 105
 
Figure 74: A comparison of packing and piston ring lifetime versus lube rate from (Hanlon, 
2001), copy of Figure 10 ......................................................................................................... 109
 
Figure 75: Percent of cycle adequately lubricated depending on starvation condition, copy of 
Figure 73 ................................................................................................................................. 110
 

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1 
Chapter 1 
–
Natural Gas and Gas Compressors 
Natural gas is a mixture of light hydrocarbon gases that initially confounded humans. In seeping 
through porous rocks or fissures and mixing with the atmosphere, it produced flames that 
compelled the creation of mythical and religious stories regarding the origin of those flames. 
Some notable examples from antiquity are the chimaera whose story is suspected to have 
originated from the flames in Olympos Coastal National Park in Turkey (Hosgormez, Etiope, & 
Yalcin, 2008) and the Oracle of Delphi in ancient Greece where the natural gas vapors may 
have done more than fuel the 
temple’s 
eternal flame (National Geographic, 2001). 
In the 1800s, natural gas was nothing more than a waste product from the refinement of crude 
oil, but recent human wants for heat and electricity have turned this subterranean gas into a 
significant source of energy. In 2018, natural gas provided 31% of the energy needs for the 
United States (U.S. Energy Information Administration, 2019). Recent advances in drilling 
technology have drastically increased the supply of this resource in the United States (U.S. 
Energy Information Administration, 2016) where its annual production has more than doubled 
since 1967 as shown in Figure 1.  
As the demand for affordable energy in the United States has increased, so has the production 
and use of natural gas. Natural gas is commonly used as a heat source for power plants and 
industrial processes as well as commercial and residential heating systems. A breakdown of 
natural gas consumption in the United States in 2018 is shown below in Figure 2.  

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